- •Роль промывки и промывочных жидкостей при бурении нефтяных и газовых скважин.
- •Расскажите о технологическом регламенте промывки скважины на Вашей буровой.
- •Достоинства и недостатки буровых растворов на водной основе.
- •Разновидности буровых растворов на водной основе.
- •Достоинства и недостатки буровых растворов на нефтяной основе.
- •Разновидности буровых растворов на нефтяной основе.
- •Рецептура, область применения малоглинистых буровых растворов.
- •Вариационный ряд основных свойств промывочных жидкостей по значимости.
- •Классификация утяжелителей буровых растворов.
- •Категории ингибированных систем по влиянию на устойчивость глинистых пород.
- •Классификация горных пород и рекомендуемые типы бурового раствора.
- •Эмульсионные растворы на нефтяной основе (состав, свойства, получение и применение).
- •Структурно-реологические показатели буровых растворов на нефтяной основе.
- •Рецептура бурового раствора для неустойчивых набухающих глинистых пород.
- •Эмульсионные растворы на нефтяной основе стабилизированные мылами органических кислот.
- •Основные и дополнительные материалы для приготовления буровых растворов.
- •Объясните, почему флотационные бариты хуже гравитационных баритов.
- •Какие основные свойства промывочных жидкостей необходимы при составлении технологического регламента промывки скважины?
- •Содержание технологического регламента промывки скважины.
- •Опишите современную технологическую схему приготовления бурового раствора.
- •Опишите элементы циркуляционной системы на Вашей буровой.
- •Какие узлы циркуляционной системы предназначены для очистки бурового раствора от шлама?
- •Зачем необходимо удалять твердую фазу из промывочной жидкости?
- •Как происходит отделение от шлама утяжеленных баритом растворов?
- •Опишите устройство вибросита и основные технические параметры его работы.
- •Опишите устройство гидроциклона-пескоотделителя и основные технические параметры его работы
- •Опишите устройство гидроциклона-илоотделителя и основные технические параметры его работы
- •Двухступенчатая очистка бурового раствора
- •Трехступенчатая очистка бурового раствора
- •Объясните алгоритм расчета размера ячеек сетки вибросита в зависимости от массы выбуренной породы и пропускной способности вибросита.
- •Объясните алгоритм расчета параметров работы гидроциклона в зависимости размера частиц и вязкости бурового раствора.
- •Объясните необходимость дегазации бурового раствора.
- •Опишите схему дегазации бурового раствора.
- •Как очистить буровой раствор от барита и химических реагентов?
- •Каким основным требованиям должен отвечать буровой раствор, применяемый при бурении скважин?
- •Содержание технологического регламента буровых растворов и предпосылки для его составления.
- •Основные требования к характеристикам при выборе типа бурового раствора.
- •Выбор вида промывочной жидкости, его состава и свойств.
- •Какие факторы влияют на технологические параметры промывки, скорость и режим течения бурового раствора..
- •Основные критерии, используемые при выборе режима промывки скважин.
- •Требования к гидравлической мощности, срабатываемой на долоте, и способы ее повышения.
- •Охарактеризуйте основные направления совершенствования технологии промывки скважин.
- •Классификация тампонажных материалов и смесей
- •Требования к минеральным вяжущим веществам, применяемым для приготовления тампонажных растворов.
- •Какие химические вещества, называются базовыми тампонажными материалами, дайте им краткую характеристику.
- •Характеристика тампонажных материалов по физико-химической природе температуре применения, плотности и характеру применения.
- •Дайте характеристику тампонажных материалов по температуре применения, особым свойствам и области применения.
- •Основные типы классификации тампонажных цементов.
- •Классификация тампонажных цементов по величине собственных объемных деформаций при твердении, по стойкости к агрессивному воздействию на тампонажный камень пластовых сред.
- •Охарактеризуйте портландцемент как базовый тампонажный материал.
- •Химический и минералогический составы портландцементного клинкера.
- •От каких важнейших факторов зависят свойства портландцемента?
- •Методы определения минералогического состава клинкера.
- •Основные типы добавок, используемых для регулирования свойств портландцемента.
- •Основные разновидности портландцемента и их характеристика.
- •Дайте характеристику быстротвердеющий портландцементу.
- •Дайте характеристику гидрофобному портландцементу.
- •Дайте характеристику пуццолановым цементам.
- •Состав, свойства и способ получения глиноземистых цементов.
- •Состав, свойства и способ получения шлакопортландцементов.
- •Состав, свойства и способ получения магнезиального цемента.
- •Состав, свойства и способ получения термостойких тампонажных цементов.
- •Состав, свойства и способ получения белито-кремнеземистых цементов.
- •Состав, свойства и способ получения шлако-песчаных цементов.
- •Состав, свойства и способ получения известково-кремнеземистых цементов.
- •Способы получения расширяющихся тампонажных цементов.
- •Способы получения расширяющихся тампонажных цементов из портландцемента.
- •Облегченные тампонажные цементы и растворы (типы, получение, область применения).
- •Гельцементные растворы (состав, свойства и получение).
- •Цементные растворы с кремнеземистыми облегчающими добавками.
- •Глиноземистые цементы состав, свойства и получение).
- •Аэрированные тампонажные растворы (состав, свойства и применение).
- •Утяжеленные цементы, принципы получения и области применения.
- •Утяжеленные тампонажные цементы и шлако-баритовые растворы.
- •Дисперсно-армированные тампонажные цементы (состав, свойства и применение).
- •Разновидности химических реагентов для модифицирования тампонажных цементов.
- •Ускорители схватывания и твердения тампонажных цементов (основные представители, дозировка, условия применения).
- •Замедлители схватывания и твердения тампонажных цементов (основные представители, дозировка, условия применения).
- •Тампонажные растворы, затворенные на концентрированных растворах солей (типы солей, дозировка, способ приготовления).
- •Обращенные нефтеэмульсионные цементные растворы (состав, свойства и применение).
- •Нефтецементные растворы (состав, свойства и применение).
- •Технология приготовления тампонажных растворов.
- •Тампонажные растворы на основе полимеров (типы, состав и способ приготовления).
- •Тампонажные растворы на основе вяжущих веществ (типы, состав и способ приготовления).
- •Вязкая тампонажная паста (типы, состав, приготовление, применение).
- •Оборудование для приготовления тампонажных растворов.
- •Контроль качества тампонажных материалов (требования нормативных документов).
-
Замедлители схватывания и твердения тампонажных цементов (основные представители, дозировка, условия применения).
Замедлители схватывания и твердения. Для предупреждения преждевременного загустевания и схватывания в тампонажные растворы вводят замедлители схватывания. Рекомендации по температурным условиям их применения приведены в табл. 25.3, а по назначению дозировок - в табл. 25.4.
При назначении замедлителей необходимо учитывать, что большинство из них одновременно являются замедлителями твердения, а также влияют на реологические и фильтрационные свойства тампонажных растворов.
Хромпик применяется, как правило, совместно с такими замедлителями схватывания и понизителями водоотдачи, как СДБ, гипан, КМЦ, окзил, метас, СВК. Замедлители на основе гидролизованных соединений акриловой кислоты (гипан, К-4) при введении в портландцементные тампонажные растворы необходимо стабилизировать от коагуляции замедлителями растворения кальциевых солей, например кальцинированной содой. Для шлаковых цементов стабилизаторы не требуются.
При назначении замедлителей следует учитывать их совместимость с солевой средой тампонажного раствора, а также возможность потери или инверсии свойств при повышении или понижении температуры (например, фосфаты, мочевина).
-
Тампонажные растворы, затворенные на концентрированных растворах солей (типы солей, дозировка, способ приготовления).
Тампонажные растворы, затворенные на концентрированных растворах солей. Значительная часть месторождений нефти и газа приурочена к подсолевым и межсолевым отложениям. Бурение и крепление глубоких скважин в солевых отложениях до настоящего времени связаны с трудностями. К наиболее часто встречающимся минералам относятся галит (NaCl), сильвин (КС1), бишофит (MgCl2·6H2O), карналлит (КС1-MgCl2·6Н2О). Солевые отложения, имеющие различные физико-химические и механические свойства, при бурении подвержены интенсивным кавернообразованиям. Различные концентрации солей в растворах по-разному влияют на изменение свойств тампонажных растворов. Например, насыщение промывочной жидкости хлористым магнием значительно уменьшает темп кавернообразования.
Считают установленным, что одна из основных причин некачественного цементирования скважин в соленосных отложениях - растворение соли цементным раствором, в результате чего между стенкой скважины (представленной солями) и тампонажным раствором образуется зазор, заполненный раствором солей. В зоне контакта цементный раствор не схватывается вследствие большого разбавления раствором солей. Чтобы предотвратить (или снизить) растворение солей, применяют тампонажные растворы, жидкость затворения которых специально насыщена солями. Такие тампонажные растворы препятствуют заметному изменению их свойств при попадании в них солей. Это приводит в зависимости от природы и концентрации солей к ускорению или замедлению сроков схватывания и загустевания тампонажных растворов. При попадании солей в растворы свойства их изменяются и при наличии в них различных наполнителей. Тампонажные растворы, насыщенные солью, в большинстве своем совместимы с обычно применяемыми добавками.
Значительное преимущество тампонажных растворов, содержащих соли, – улучшение их реологических свойств. Добавки соли в большинство тампонажных растворов при определенных условиях в количествах, необходимых для насыщения ею воды затворения, значительно снижают консистенцию цементного раствора и критическую скорость его закачки, от которой в значительной степени зависит полнота вытеснения глинистого раствора. Эффект усиливается при добавлении соли к тампонаж-ным растворам, содержащим бентонит. Солевая обработка тампонажных растворов существенно изменяет свойства тампонажного камня в агрессивных средах, представленных минерализованными водами.
С повышением температуры растворимость солей возрастает. Смеси солей различного состава имеют отличную от приведенной выше растворимость. Ангидриды растворяются в воде плохо (до 2%). Растворяющее воздействие цементного солевого раствора на солевые стенки скважины значительно меньше, чем воды. Попытки количественно оценить растворимость солей цементным раствором в скважине сопряжены с трудностями, которые объясняются неравномерностью солевых составов кернов. Кроме того, растворимость зависит от состава и свойств тампонажного раствора.
Количество соли, растворенной с поверхности образцов, зависит не только от времени соприкосновения образцов с твердеющим цементным раствором, но и от структурно-механических свойств цементного раствора. С увеличением скорости структурообразования тампонажного раствора вследствие более быстрого связывания воды количество соли, растворяемой с поверхности, снижается.
При неполном насыщении фильтрата цементного раствора после окончания закачки его в затрубное пространство в статическом состоянии стенки скважины растворяются менее интенсивно; растворение продолжается до насыщения прилегающего к солевым стенкам слоя цементного раствора. Диффузионный обмен в вязкопластичной массе затрудняется. С увеличением прочности структуры растворение уменьшается, а обмен продолжается в контактной зоне между цементным тестом и солевыми породами.
Для установления количества соли, необходимого для получения насыщенного раствора при разных температурах и давлениях, следует ориентироваться на экспериментальные работы с учетом конкретных условий. Наибольшее растворение соли наблюдалось в цементном растворе без добавок соли; с увеличением содержания соли растворение уменьшается.
Приготовление засоленных тампонажных растворов
Учет причин осложнений и технологических особенностей, связанных с естественной и искусственной минерализацией тампонажных растворов, а также многочисленные научно-исследовательские работы позволили сформулировать следующие условия успешного проведения процесса цементирования и повышения качества разобщения пластов в соленосных отложениях.
-
Применение тампонажных растворов, содержащих соли и имеющих необходимые свойства.
-
Оптимальный режим вытеснения бурового раствора из скважины.
-
Предотвращение смешения бурового и тампонажного растворов в скважине.
Подбор рецептуры тампонажного раствора и количества вводимых солей определяется интенсивностью растворения солевых отложений, температурой и давлением. Важное значение имеют непроницаемость и долговечность тампонажного камня и зоны контакта тампонажный камень – солевые отложения.
Соотношение компонентов тампонажной смеси зависит от заданного насыщения (пересыщения), достигнутой концентрации соли в водном растворе для затворения и необходимого водоцементного отношения. Во всех случаях при затворении цемента на засоленной воде плотность раствора существенно повышается.
Соли можно вводить в тампонажные растворы следующим образом.
Растворять в воде затворения до ее насыщения. В некоторых случаях применяют пересыщенные растворы, искусственные или естественные рассолы. На принятом водном растворе соли затворяется цемент.
Перемешивать тампонажный цемент с сухой солью (в виде порошка) в заданном количестве с последующим затворением смеси водой.
Затворять на воде, в которой предварительно растворено определенное количество соли, смесь тампонажного цемента с солью.
При температурах, близких к 22 °С, добавки примерно 5% хлористого натрия способствуют ускорению процесса структурообразования в цементных растворах. Увеличение количества добавляемой в раствор соли приводит к замедлению процессов структурообразования. Точная дозировка NaCl, с которой процесс структурообразования раствора начинает замедляться, зависит от химико-минералогического состава цемента, он всегда несколько колеблется даже для цементов одного и того же завода. Поэтому считают, что поваренная соль ускоряет сроки схватывания цементного раствора из портландцемента при температуре 22 °С, когда ее количество не превышает ориентировочно 5 % массы цемента. Водный раствор соли считается насыщенным, когда в нем растворено 26,4 % NaCl.
Добавки NaCl более 20 % по массе заметно не влияют на ускорение процессов структурообразования в цементных растворах, т. е. скорость структурообразования растворов при дозировке соли 20 % и более практически одинакова. Дальнейшее увеличение количества поваренной соли способствует снижению механической прочности цементного камня через 1-2 сут твердения. Определение времени загустевания на консистометре растворов с пересыщением NaCl показало, что при температурах 130-150 °С и давлениях 40-70 МПа наиболее эффективен замедлитель ВКК в количестве 0,5-1 %. Рост структуры начинается быстро и приводит к образованию непрокачиваемых растворов через 1,5-2ч после затворения цемента.
При добавке до 5-8 % поваренной соли одно- и двухсуточная прочность цементного камня, твердевшего при 20-50 °С, увеличивается. Добавка карналлита (КС1·MgCl·6H2О) до 10- 30 % повышает механическую прочность цементного камня.
Насыщение водного раствора карналлита наступает при введении 30 % соли. С увеличением концентрации карналлита возрастает плотность воды. Пои концентрациях этой соли в цементном растворе около 30 % образуется нетекучая масса. Структурообразование цементных растворов даже с частичным засолонением их карналлитом настолько интенсивно повышается, что растворы быстро загустевают. Эффект действия карналлита возрастает с увеличением дозировки и температуры.
Применение засоленных тампонажных растворов при повышенных температурах иногда затруднено вследствие ускоренного их структурообразования и потери подвижности. Для подобных случаев следует подбирать замедлители структурообразования (сроков схватывания) тампонажных растворов.
Установлено, что ССБ и КССБ более интенсивно вспенивают засоленные тампонажные растворы, чем растворы, изготовленные с использованием пресной воды. Для обработки засоленных тампонажных растворов можно применять КМЦ и гипан, однако они способствуют понижению растекаемости растворов. Эффективно использование виннокаменной кислоты (ВКК), борной кислоты (БК) при температурах более 100°С и высоких давлениях. Эти же реагенты эффективно замедляют процессы структурообразования цементных растворов, содержащих повышенные количества карналлита.